CN113033862A - 稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法，包括第一步将超临界多元热流体注入阶段结束时的地层区域依次划分为SCFA、HWA和COA三个区域，其中SCFA和HWA构成HOA，并定性确定模型各区域的温度分布；第二步和第三步分别构建SCFA和HWA的半径计算模型；第四步构建焖井结束和生产阶段，SCFA平均地层温度、HWA平均地层温度、以及HOA平均地层压力和平均含水饱和度的计算模型；第五步构建产能计算模型；第六步，通过解析解进行产能计算。合理划分超临界多元热流体的作用区域，并充分考虑流体组分对油水产生的物性影响，利用科学计算方法完成对油藏各吞吐周期的产能预测，填补本领域的技术空白，有利于超临界多元热流体吞吐开采技术的应用和推广。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发工程技术领域，具体涉及一种稠油油藏超临界多 元热流体吞吐产能预测方法。
背景技术
目前针对中深层稠油油藏，注常规蒸汽和常规多元热流体均存在热损失 大、蒸汽波及范围有限、降粘效果差等缺点，直接导致开发效果不理想，因 此，我国学者提出了超临界多元热流体吞吐技术，其基本原理是燃料浆液在 有超临界水的环境中，发生气化反应后与溶解于超临界水中的含氧气体混合 燃烧，产生含有超临界水、氮气、二氧化碳的超临界多元热流体。
超临界多元热流体注入油层以后，具有增能保压、溶解降粘和波及效率高 等优点，可有效改善油藏的开发效果。此外，制备超临界多元热流体可直接 采用稠油产出液，大幅降低了燃油及水处理成本，从表观而言，提高了油田 的经济效益。然而，如何准确判断或预测超临界多元热流体吞吐的产能或效 果，或根据预测情况调整吞吐工艺参数等，这些目前均处于技术空白区域， 大大制约了超临界多元热流体吞吐开采技术的应用和推广。
发明内容
有鉴于此，本发明提供了一种稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测 方法，以准确预测吞吐周期内的产能，对吞吐效果进行量化判断，便于及时 调整吞吐工艺参数，提高开采经济效益以及开采技术的推广。
其技术方案如下：
一种稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法，其关键在于，按以 下步骤进行：
S1，根据超临界多元热流体物性及吞吐过程，将注入阶段结束时的地层 区域依次划分为SCFA、HWA和COA三个区域，其中SCFA和HWA构成 HOA，并定性确定模型各区域的温度分布，所述SCFA为超临界多元热流体 区域、HWA为热水区域、COA为冷油区域、HOA为热油区域；
S2，构建SCFA半径计算模型；
S3，构建HWA半径计算模型；
S4，构建SCFA焖井结束时平均地层温度
和生产阶段平均地层温度
HWA焖井结束时平均地层温度
和生产阶段平均地层温度
HOA焖井结 束时平均地层压力
和生产阶段平均地层压力
以及HOA平均含水饱和度Sw的计算模型；
S5，构建产能计算模型；
S6，通过解析解进行产能计算。
采用以上方案，将注入热量后的油藏划分为冷油区域和热油区域，又创 造性的将热油区域细分为超临界多元热流体区域和热水区域，同时又对各细 分加热区域进行范围计算，以达到精准确定超临界多元热流体作用效果的目 的，结合产能计算模型及相关参数的计算方法即可得到各吞吐周期较为精准 的产能，现场应用过程中，亦可根据本方法及时调整吞吐工艺参数，优化开 采工艺措施，有利于提高区块开发效果和生产经济效益。
作为优选：所述步骤S2中应首先假设SCFA的温度场径向上呈线性分布， T(r)＝kr+b，其中T(r)为超临界多元热流体区域的温度，℃；
b＝Tsc； Tscf为超临界多元热流体区域的前缘温度，℃；Tsc为超临界多元热流体的注入 温度，℃；rscf为超临界多元热流体区域的半径，m；并分开计算油藏盖层和 底层的热能损失速率；
其次，通过导热系数修正得到油藏盖层和底层的热能损失速率之和Ql；
最后，通过能量平衡关系及Laplace变换，即可得到SCFA半径rscf为，
其中，isc为超临界多元热流体的注入速率，kg/h；hsc为井底温度下超临 界多元热流体的焓，kJ/kg；；hwc为临界温度下水的焓，kJ/kg；h为油层厚度， m；Mr为油层热容量，kJ/(m3·℃)；λc为修正后的顶部岩层导热系数，kJ/ (m·h·℃)；λr为顶底部岩层导热系数，kJ/(m·h·℃)；αc为顶部岩层热扩散 系数，m2/h；αr为底部岩层热扩散系数，m2/h；Ti为原始地层温度，℃；tD为无因次时间；erfc为误差补偿函数；e为常数。
采用以上方案，考虑多种情况及影响因素后得到的超临界多元热流体区 域半径的计算模型，其计算结果更接近实际情况，有利于提高产能预测的精 准度。
作为优选：步骤S3中假设HWA的温度场径向上呈线性分布， T′(r)＝k′(r-rscf)+b′，其中T'(r)为热水区域的温度，℃；
b'＝Tc；Thf为热水区域的前缘温度，℃；Tc为水的临界温度，℃；rhf为热水区域的半径， m；
再根据蒸汽吞吐模型中热水区加热范围计算方法推导HWA的半径计算 模型为
其中，
采用以上方案，在超临界多元热流体区域半径的计算模型基础之上建立 热水区域半径计算模型，二者相辅相成，实现动态闭环，有利于保证其计算 模型的准确性和可靠性。
作为优选：步骤S5中构建产能计算模型时应考虑油水粘度和相对渗透率 的动态变化，并假设油藏为圆形封闭地层，所述产能计算模型包括产油速度 Qo和产水速度Qw，其中，
其中，
其中：Qo为产油速度，cm3/s；Qw为产水速度，cm3/s；
为平均地层压 力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；rw为井筒半径，m；re为供给半径，m；S 为表皮系数；K为地层绝对渗透率，mD；μosc、μoh、μoc为SCFA、HWA、COA 的原油粘度，mPa·s；μwsc、μwh、μwc为SCFA、HWA、COA的地层水粘度， mPa·s；Krosc、Kroh、Kroc为SCFA、HWA、COA的油相相对渗透率；Krwsc、Krwh、 Krwc为SCFA、HWA、COA的水相相对渗透率。
采用以上方案，因为超临界多元流体中二氧化碳对稠油的粘度会造成影 响，同时温度会对油水相对渗透率造成影响，稠油粘度和相对渗透率的改变 又会直接影响产能，如仍按原始稠油粘-温关系和一种温度下的油水相对渗透 率进行建模，则其结果精度会大大降低，而本方案中充分考虑此种情况后再 进行建模，有利于更真实的模拟生产情况，提高模型计算结果的精确度。
作为优选：所述步骤S6按如下步骤进行：
S6.1，采集基本参数，所述基本参数包括油藏参数、流体参数以及工艺参 数；
S6.2，赋值吞吐周期数n＝1，以及最大吞吐周期数nmax和极限最小产油量 Qomin；
S6.3，计算SCFA半径和HWA半径；
S6.4，计算焖井结束时，SCFA平均地层温度
HWA平均地层温度
以及HOA平均地层压力
和平均含水饱和度Sw；
S6.5，赋周期内生产时间tp以初值，并赋值时间步长Δt；
S6.6，计算产油量Qo、产水量Qw、累积产油量No以及累积产水量Nw；
S6.7，计算开井生产阶段SCFA平均地层温度
HWA平均地层温度
以及HOA平均地层压力
和平均含水饱和度Saw；
S6.8，比较Qo与Qomin的大小，如Qo＞Qomin，则tp＝tp+Δt，重复步骤S6.6～ S6.8，如Qo≤Qomin，则输出该周期的各项数据；
S6.9，周期数n＝n+1，比较n与nmax的大小，如n＞nmax，则停止计算； 如n≤nmax，则计算该周期的地层余热量Qr，并加到下一个吞吐周期注入的总 能量中，然后重复步骤S6.3～S6.9。
采用以上方法进行计算，便于实现程序化语言计算，同时可根据需要快 速输出各吞吐周期计算结果，或进行吞吐参数调整，为开采工艺的制定提供 更快捷的途径等。
与现有技术相比，本发明的有益效果：
采用以上技术方案的稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法，合 理划分超临界多元热流体注入之后的作用区域，并充分考虑流体组分对油水 产生的物性影响，精准计算热油区的加热半径，再根据加热半径构建合理产 能计算模型，最后利用科学的计算方法即可完成对油藏各吞吐周期的产能预 测，为吞吐工艺参数的调整提供理论依据，同时填补了本领域的技术空白， 有利于超临界多元热流体吞吐开采技术的应用和推广。
附图说明
图1为本发明的流程图；
图2为SCFA、HWA和COA的分布图；
图3为超临界多元热流体吞吐储层温度分布图；
图4为原油的粘-温特性曲线；
图5为油水在不同温度下的相对渗透率曲线示意图；
图6为模型计算步骤示意图；
图7为应用本方法进行产能预测结果与实验结果对比示意图。
具体实施方式
以下结合实施例和附图对本发明作进一步说明。
参考图1至图7，本申请主要提供了一种稠油油藏超临界多元热流体吞吐 产能预测方法。首先，需要清楚的是超临界多元热流体主要由水、氮气、二 氧化碳组成，其中水是最主要的热载体，携带了绝大部分的热量，而根据水 的P-V相图可知，水存在一个临界点，该临界点存在固定的温度和压力，其 临界温度Tc＝374℃，临界压力Pc＝22MPa，当水的温度和压力均高于临界点时， 此时称为超临界态，即超临界水，若水的压力保持在临界压力Pc以上，而温 度逐渐降低至临界温度Tc以下，则水会由超临界态直接变为液态。
稠油油藏直井的吞吐过程中，若地层压力始终在水的临界压力以上，当 超临界多元热流体注入完成后，携带的热量大部分用于加热储层，另一部分 则通过顶底盖层损失，因此油藏整体温度升高，但是地层温度从井筒附近到 远离井筒是逐渐降低的。
细分一下，超临界水首先从注入温度逐渐降低至临界温度，该区域的水 则为超临界态，形成超临界流体区域；再从临界温度继续降低，该区域的水 则直接变为液态，形成热水区域，由于地层压力始终保持在水的临界压力以 上，所以即使温度降低，也不会形成蒸汽区域。
上述分析过程则形成本申请的第一步，即根据超临界多元热流体的物性 及其作用原理，将注入阶段结束时对应的地层区域依次划分为超临界多元热 流体区域SCFA、热水区域HWA和冷油区域COA(如图2所示)，其中热水 区域HWA和超临界多元热流体区域SCFA又统称为热油区域HOA，并且为 提高本方法的可行性，故本申请的方法主要针对中深层稠油油藏，且油藏的 热物性参数不随温压变化或变化可以忽略，同时油藏的地层压力始终大于22MPa，即始终在水的临界压力Pc以上。
且本实施例中，超临界多元热流体区域内，地层温度从超临界多元热流 体的注入温度(Tsc)线性递减至临界温度(Tc)；热水区域中，地层温度由 临界温度(Tc)线性递减至原始地层温度(Ti)；冷油区域中，地层温度为原 始地层温度(Ti)。模型的温度分布剖面如图3中实线所示(虚线表示实际地 层温度分布)。
需要注意的是，在后续建模过程中，假设传热过程瞬间完成，忽略储层 内垂直方向的温差，不考虑井筒热损失，即井底温度等于超临界多元热流体 的注入温度。
完成区域划分之后，则需对各区域大小进行计算，只有在确定作用区域 大小之后，才能完成产能的准确计算，故本申请的第二步和第三步则是构建 SCFA和HWA的半径计算模型，其具体过程如下：
在构建SCFA半径计算模型时，考虑到加热区域内地层温度是非等温变 化，同时为了简化模型计算，故本申请中假设超临界多元热流体区域的温度 场径向上呈线性分布，即，
T(r)＝kr+b，
其中，T(r)为超临界多元热流体区域的温度，℃；
b＝Tsc；Tscf为超临界多元热流体区域的前缘温度，℃；Tsc为超临界多元热流体的注入温 度，℃；rscf为超临界多元热流体区域的半径，m；r为到井筒的距离，m。
因为对于超临界多元热流体吞吐过程而言，其中的氮气不易溶解于地层 流体，且相比于水、原油和二氧化碳，氮气的密度最小，所以会有大量氮气 聚集在油层上部，形成隔热层，从而降低了超临界多元热流体在油层顶部的 热量损失，为准确体现超临界多元热流体中氮气的保温作用，本申请中分开 计算油藏盖层和底层的热能损失速率。
氮气层的传热机理较为复杂，同时存在导热以及对流传热，为了简化分析 和计算，本申请将油层上部氮气层的传热过程作为导热来处理，并假设氮气 层和油层盖层均质，以两者交界面处的导热系数作为修正后的顶部岩层导热 系数，本实施例中采用调和平均插值法，对顶部岩层导热系数进行修正，修 正后的顶部岩层导热系数为：
式中：λc为修正后的顶部岩层导热系数，kJ/(m·h·℃)；λr为顶底部岩层导热 系数，kJ/(m·h·℃)；λn为氮气导热系数，kJ/(m·h·℃)。
而热能在储层的热损失即为油藏盖层和底层的热能损失速率之和，即，
式中：Ql为盖层和底层的热能损失速率，kg/h；Ti为原始地层温度，℃； αc为顶部岩层热扩散系数，m2/h；αr为底部岩层热扩散系数，m2/h；t为注入 超临界多元热流体时间，h；A为超临界多元热流体区域的面积，m2。
使用时间作为积分变量，则
式中：τ为热能传递至油层某处的时间，h；t-τ为热能传递至油层某处开 始发生盖层和底层热损失所需的时间。
油层热能的增加速率为：
式中：Qa为油层热能的增加速率，kg/h；h为油层厚度，m；Mr为油层热 容量，kJ/(m3·℃)。
热能的注入速率为：
Qi＝isc(hsc-hwc)
式中：Qi为热能的注入速率，kJ/h；isc为超临界多元热流体的注入速率， kg/h；hsc为井底温度下超临界多元热流体的焓，kJ/kg；；hwc为临界温度下水 的焓，kJ/kg。
根据Marx-Langenheim能量平衡关系，热能的注入速率等于顶底盖层的热 损失速率与地层热能的增加速率之和，即：
令dA′＝2πr[T(r)-Ti]dr，则
对上式进行Laplace变换，得
式中：S为Laplace变量；L(A')为Laplace变化函数。
令
则
对上式再进行Laplace逆变换，得
式中：erfc为误差补偿函数。
设无因次时间
代入上式中，得
又因为：
最终得到超临界多元热流体区域SCFA半径的计算模型为：
同理，热水区域HWA的半径计算模型与SCFA的计算原理方法相同，且 同样考虑氮气的保温作用，并假设热水区域HWA温度场径向上呈线性分布， 即
T′(r)＝k′(r-rscf)+b′
式中：T'(r)为热水区域的温度，℃；
b'＝Tc；Thf为热水区域的 前缘温度，℃；Tc为水的临界温度，℃；rhf为热水区域的半径，m。
借助现有的蒸汽吞吐模型中热水区加热范围的计算方法(参考论文：稠油 油藏蒸汽吞吐加热半径及产能预测新模型)，可推得本申请中热水区域HWA 的半径为：
其中：
式中：hwr为油层温度下热水的热焓，kJ/kg。
本申请中第四步构建SCFA焖井结束平均地层温度
和生产阶段平均地 层温度
HWA焖井结束平均地层温度
和生产阶段平均地层温度
HOA 焖井结束平均地层压力
和生产阶段平均地层压力
以及HOA各阶段平均含 水饱和度Sw的计算模型；以及第五步构建产能计算模型不分先后，第四步主 要在于进行相关参数的计算，其中第四步中焖井阶段结束时的相关参数： SCFA平均地层温度
HWA平均地层温度
以及HOA平均地层压力
和 平均含水饱和度Sw主要用于代入第五步的计算模型中，完成初次产能计算， 然后再根据初次计算结果，即初次计算的产油产水量，代入生产阶段各参数 的计算模型中，生产阶段SCFA平均地层温度
HWA平均地层温度
以及HOA平均地层压力
和平均含水饱和度Saw，然后再将生产阶段的计算 参数代入产能计算公式中计算产油量和产水量，根据设定条件进行有限循环 比较计算，当然也可以先完成产能计算模型的构建然后再进行相关参数计算 模型的构建。
为便于理解，本实施例中先对产能计算模型做描述，首先在建立本产能 计算模型之初，即充分考虑油水粘度和相对渗透率的动态变化，其原因在于， 稠油中溶解的二氧化碳和温度变化会影响其粘度，同时温度的变化还会对油 水相对渗透率产生影响。在此基础之上，假设油藏为圆形封闭地层，则可得 到产油速度Qo和产水速度Qw，其中，
其中，
其中：Qo为产油速度，cm3/s；Qw为产水速度，cm3/s；
为平均地层压力 MPa；Pwf为井底流压，MPa；rw为井筒半径，m；re为供给半径，m；S为表 皮系数；K为地层绝对渗透率，mD；μosc、μoh、μoc为SCFA、HWA、COA的 原油粘度，mPa·s；μwsc、μwh、μwc为SCFA、HWA、COA的地层水粘度，mPa·s； Krosc、Kroh、Kroc为SCFA、HWA、COA的油相相对渗透率；Krwsc、Krwh、Krwc为SCFA、HWA、COA的水相相对渗透率。
在完成上述三个模型的构建之后，剩下的即是对主要相关参数的计算及 采用何种方式计算的问题。
首先进行热油区平均地层温度的计算，包括SCFA平均地层温度
HWA 平均地层温度
当超临界多元热流体注入完成以后，通过面积加权平均来 计算加热范围内各区域的温度。
超临界多元热流体区域的平均温度Tsc,ave为：
热水区域的平均温度Th,ave为：
焖井期间，热能一方面加热原油，一方面散失于顶底盖层。因此，焖井结 束后的超临界多元热流体区域和热水区域的平均温度分别为：
式中：
为焖井结束时SCFA、HWA的平均温度；
为焖井 阶段SCFA、HWA的径向热损失系数；
为焖井阶段SCFA、HWA的 垂向热损失系数。
在生产过程中，地层热损失还要考虑原油加热区产出液所携带的热量。因 此，生产阶段超临界多元热流体区域和热水区域的平均温度分别为：
式中：
为生产阶段SCFA、HWA的平均温度；
为生产阶 段SCFA、HWA的径向热损失系数；
为生产阶段SCFA、HWA的垂 向热损失系数；δsc、δh为产出液导致的温度下降修正系数。
其次进行热油区平均地层压力的计算，根据体积平衡原理，可知注入超 临界多元热流体的地下体积应等于地下原油体积的压缩量、束缚水体积的压 缩量和地层孔隙体积的增加量之和，由此可以计算焖井阶段的平均地层压力 为：
式中：
为焖井结束时的平均地层压力，MPa；G为超临界多元热流体累 积注入量，m3；Ww为超临界多元热流体的含水率；N、Nosc、Noh为总地质储 量、SCFA的地质储量、HWA的地质储量，m3；Boe、Bwe、Bge为原油体积系 数、水的体积系数、非凝析气体积系数；βe为综合热膨胀系数，℃-1(可根据 油水热膨胀系数进行计算)；Soi、Swi为原始地层油和水的饱和度；Ce为综合 压缩系数，MPa-1(可根据油水压缩系数和地层孔隙压缩系数进行计算)。
因为非凝析气的产出量较少，故可以忽略不计，同样根据体积平衡原理， 可知生产油和水的地下体积应等于地下原油体积的膨胀量、地下水体积的膨 胀量和地层孔隙体积的减小量之和，由此可以计算生产阶段的平均地层压力 为：
式中：
为生产阶段的平均地层压力，MPa；No、Nw为累积产油量、累 积产水量，m3(地面)。
根据水相的质量守恒方程，某一阶段的地下水量等于原始地下水量与注 入水量之和减去采出水量，由此可以计算得到各阶段的含水饱和度为：
式中：Sw为某一阶段的含水饱和度；ρwi、ρw为原始地层水密度和某一阶 段的地层水密度，kg/m3；φ为地层孔隙度。
为了能够更加准确地预测超临界多元热流体吞吐每个轮次的生产动态， 应考虑上一个吞吐周期后地层中所残余的热量。首先，假设每次吞吐周期开 始之前，整个油藏的温度都处于原始地层温度，然后，将上一个吞吐周期的 余热量计算到下一吞吐轮次时注入的总能量中。计算余热量(Qr)的近似表 达式为：
因为超临界多元热流体对稠油物性的影响机理主要为加热降粘机理和气 体溶解机理。其中，气体溶解降粘主要受超临界多元热流体中的二氧化碳影 响。二氧化碳溶解于原油中可降低界面张力，同时减小原油密度，从而大幅 度降低原油粘度。通过实验测试渤海某油藏的稠油样品在不同条件下的粘度 (如图4所示)，可以看出：温度低于60℃时，随着温度的升高，稠油粘度 显著降低；温度高于60℃时，随着温度的升高，稠油粘度降低幅度较小；此 外，相同温度下，饱和了二氧化碳后的稠油粘度明显低于脱气稠油粘度。
油藏温度升高，岩石表面吸附的极性物质解附，水分子转而吸附其上， 从而导致岩石的亲水性增强，束缚水饱和度增加；此外，岩石的热膨胀会堵 塞喉道，也会导致束缚水饱和度增加。整体而言，如图5所示，随着温度升 高，束缚水饱和度增加，油水两相渗流区范围增大，曲线大致向右平移。
假设随着温度的升高，残余油饱和度下的水相相对渗透率线性增加，束 缚水饱和度线性增加，残余油饱和度线性减小，结合Willhite经验公式即可建 立油水相对渗透率与含水饱和度、温度的关系式为：
式中：Krw为水相相对渗透率；Kro为油相相对渗透率；a1、a2、a3、b1、b2、b3、m、n为待定系数，上述公式及系数的推导利用本领域常用的数据拟 合方法，即根据已有数据(油水相对渗透率曲线)进行拟合得到。
最后，本申请中采用解析解的思路计算油井各吞吐周期的产能及其他参 数，其具体步骤如图6所示，主要包括九个步骤，分别如下：
第一步，采集油藏参数、流体参数以及工艺参数等基本参数，如采用计 算机程序计算，则将这些基本参数输入电脑中。
第二步，赋值吞吐周期数n＝1，以及最大吞吐周期数nmax和极限最小产油 量Qomin，n＝1表示从第一个吞吐周期开始计算，nmax和Qomin由开采经济成本 所决定，即综合考虑吞吐成本和产能效益，现场可通过成本核算确定数值。
第三步，计算超临界多元热流体区域的半径rscf和热水区域的半径rhf。
第四步，计算焖井阶段结束时，超临界多元热流体区域的平均地层温度 
热水区域平均地层温度
以及热油区域平均地层压力
和平均含水饱 和度Sw。
第五步，赋周期内生产时间tp以初值，并赋值时间步长Δt。
第六步，计算产油量Qo、产水量Qw、累积产油量No以及累积产水量Nw。
第七步，计算开井生产阶段超临界多元热流体区域的平均地层温度
热水区域的平均地层温度
以及热油区域的平均地层压力
和平均含水饱 和度Saw。
第八步，比较Qo与Qomin的大小，如Qo＞Qomin，则tp＝tp+Δt，重复步骤第 六步至第八步；如Qo≤Qomin，则输出该周期的各项数据(主要包括No、Nw、
和Saw等参数)。
第九步，令周期数n＝n+1，比较n与nmax的大小，如n＞nmax，则停止计 算；如n≤nmax，则计算该周期的地层余热量Qr，并加到下一个吞吐周期注入 的总能量中，然后重复步骤第三步至第九步。
第八步和第九步为判断循环步骤，nmax和Qomin的数值直接影响到单井累 产能预测计算精确性，当然，n值越大、Q值越小，也会导致计算数据增多的 问题，故在初始阶段应合理确定其数值。
需要注意的是，上述计算过程的第六步中，首先根据第四和第五步中的参 数计算得到初次产油量、产水量及相应累产量，接着第七步中需要应用第六 步中的得到参数进行开井生产阶段各参数的计算，生产阶段的各参数计算完 成之后，再将其代入产能计算公式中计算生产阶段的产能，然后再将其计算 的产能与设定的最小产油量Qmin进行比较，只要产油量大于Qmin，就把生产 阶段的参数代入产能公式再计算产油量、产水量，即指，在每一轮次中，例 如n＝1这个轮次中，焖井阶段计算的相关参数只用了一次，相当于给产能计 算模型赋初值；有了初始产油量、产水量后，才便于计算生产阶段的相关参 数，然后把生产阶段计算的温度、压力、含水饱和度代入到产能模型，继续 计算产能，形成循环计算。
参考图1至图7，本实施例中以某油田油藏的地质特征、流体特征及生产 工艺参数(如表一所示)，结合现有实验条件，进行三维物理模拟实验，同 时应用本申请的预测方法对其进行预测计算(如表二所示)，最后将预测结 果与模拟实验结果进行对比，其对比如图7所示，结果显示，前三个周期中， 随着吞吐轮次增加，最大日产油量逐渐增大，这是由于油层厚度大，油藏原 始温度低，前几个轮次注入的超临界多元热流体主要是预热地层，其加热范 围有限；随着吞吐轮次增加，加热范围增大，稠油可动范围增大，故其产量 也逐渐增加，整体而言，本申请预测计算的前三个吞吐周期的日产油量与实 验结果相近，即证明本申请中所提出的稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能 预测方法的准确性和可靠性，弥补了本领域的技术空白，同时在现场实际生 产过程中，则可采用本方法进行计算预测，并及时调整吞吐参数，有利于超 临界多元热流体吞吐开采计算的应用和推广。
表一基本参数表
表二本申请预测计算结果表
最后需要说明的是，上述描述仅仅为本发明的优选实施例，本领域的普 通技术人员在本发明的启示下，在不违背本发明宗旨及权利要求的前提下， 可以做出多种类似的表示，这样的变换均落入本发明的保护范围之内。
Claims (5)
1.一种稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法，其特征在于：按以下步骤进行：
S1，根据超临界多元热流体物性及吞吐过程，将注入阶段结束时的地层区域依次划分为SCFA、HWA和COA三个区域，其中SCFA和HWA构成HOA，并定性确定模型各区域的温度分布，所述SCFA为超临界多元热流体区域、HWA为热水区域、COA为冷油区域、HOA为热油区域；
S2，构建SCFA半径计算模型；
S3，构建HWA半径计算模型；
S4，构建SCFA焖井结束时平均地层温度
和生产阶段平均地层温度
HWA焖井结束时平均地层温度
和生产阶段平均地层温度
HOA焖井结束时平均地层压力
和生产阶段平均地层压力
以及HOA各阶段的平均含水饱和度Sw的计算模型；
S5，构建产能计算模型；
S6，通过解析解进行产能计算。
2.根据权利要求1所述的稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法，其特征在于：所述步骤S2中应首先假设SCFA的温度场径向上呈线性分布，T(r)＝kr+b，其中T(r)为超临界多元热流体区域的温度，℃；
b＝Tsc；Tscf为超临界多元热流体区域的前缘温度，℃；Tsc为超临界多元热流体的注入温度，℃；rscf为超临界多元热流体区域的半径，m；并分开计算油藏盖层和底层的热能损失速率；
其次，通过导热系数修正得到油藏盖层和底层的热能损失速率之和Ql；
最后，通过能量平衡关系及Laplace变换，即可得到SCFA半径rscf为，
其中，isc为超临界多元热流体的注入速率，kg/h；hsc为井底温度下超临界多元热流体的焓，kJ/kg；；hwc为临界温度下水的焓，kJ/kg；h为油层厚度，m；Mr为油层热容量，kJ/(m3·℃)；λc为修正后的顶部岩层导热系数，kJ/(m·h·℃)；λr为顶底部岩层导热系数，kJ/(m·h·℃)；αc为顶部岩层热扩散系数，m2/h；αr为底部岩层热扩散系数，m2/h；Ti为原始地层温度，℃；tD为无因次时间；erfc为误差补偿函数；e为常数。
3.根据权利要求2所述的稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法，其特征在于：步骤S3中假设HWA的温度场径向上呈线性分布，T′(r)＝k′(r-rscf)+b′，其中T'(r)为热水区域的温度，℃；
b'＝Tc；Thf为热水区域的前缘温度，℃；Tc为水的临界温度，℃；rhf为热水区域的半径，m；
再根据蒸汽吞吐模型中热水区加热范围计算方法推导HWA的半径计算模型为
4.根据权利要求3所述的稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法，其特征在于：步骤S5中构建产能计算模型时应考虑油水粘度和相对渗透率的动态变化，并假设油藏为圆形封闭地层，所述产能计算模型包括产油速度Qo和产水速度Qw，其中，
其中，
其中：Qo为产油速度，cm3/s；Qw为产水速度，cm3/s；
为平均地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；rw为井筒半径，m；re为供给半径，m；S为表皮系数；K为地层绝对渗透率，mD；μosc、μoh、μoc为SCFA、HWA、COA的原油粘度，mPa·s；μwsc、μwh、μwc为SCFA、HWA、COA的地层水粘度，mPa·s；Krosc、Kroh、Kroc为SCFA、HWA、COA的油相相对渗透率；Krwsc、Krwh、Krwc为SCFA、HWA、COA的水相相对渗透率。
5.根据权利要求3或4所述的稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法，其特征在于，所述步骤S6按如下步骤进行：
S6.1，采集基本参数，所述基本参数包括油藏参数、流体参数以及工艺参数；
S6.2，赋值吞吐周期数n＝1，以及最大吞吐周期数nmax和极限最小产油量Qomin；
S6.3，计算SCFA半径和HWA半径；
S6.4，计算焖井结束时，SCFA平均地层温度
HWA平均地层温度
以及HOA平均地层压力
和平均含水饱和度Sw；
S6.5，赋周期内生产时间tp以初值，并赋值时间步长Δt；
S6.6，计算产油量Qo、产水量Qw、累积产油量No以及累积产水量Nw；
S6.7，计算开井生产阶段SCFA平均地层温度
HWA平均地层温度
以及HOA平均地层压力
和平均含水饱和度Saw；
S6.8，比较Qo与Qomin的大小，如Qo＞Qomin，则tp＝tp+Δt，重复步骤S6.6～S6.8，如Qo≤Qomin，则输出该周期的各项数据；
S6.9，周期数n＝n+1，比较n与nmax的大小，如n＞nmax，则停止计算；如n≤nmax，则计算该周期的地层余热量Qr，并加到下一个吞吐周期注入的总能量中，然后重复步骤S6.3～S6.9。
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